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摘 要:西峰油田董志区采用菱形反九点及矩形井网建产,由于该区裂缝复杂,区域见水明显,含水上升速度快,产能损失严重。针对这一开发特征,本文主要研究开发过程中部署井网对油田开发的适应性,通过对比白马南的开发井网及特征,总结渗流规律,研究出董志区合理的开发井网,为后期的扩边建产提供有利方向。 也为后期的措施挖潜及稳产方向奠定基础。
关键词:井网 适应性评价
一、前言
董志区是西峰油田主力开发区块之一,属特低渗裂缝岩性油藏,储量丰度低,储层平面、剖面非均质性强,相变复杂,后期成岩作用较强,使得后期油田开发管理难度加大。该区开发以来,表现的主要矛盾为区域性见水日渐突出,递减幅度大,单井产能低,因此结合这些开发矛盾,本篇重点研究董志区井网的适应性及对开发的影响,提出下步的井网部署建议。
二、井网适应性影响因素
董志区投入开发将近6年之久,目前井网的注水见效状况、见水特征、地层压力保持状况、水驱动用程度以及递减规律已明显展现,研究不同井网的开发效果以及特低渗透油藏的合理井网是当务之急,这给后期的注采调控以及扩边建产的井网调整提供有利依据。
1.井网设计
选用合理的注采井网,是实现油田高效开发及稳产的基础。对于低渗透油藏,井网是否合理主要从三方面衡量:一是能否延长无水采油期,提高开发初期采油速度;二是能否获得较高的最终采收率;三是井网调整是否具有较大的灵活性。
董志区主要是以菱形反九点及矩形井网建产,其中菱形反九点井网部署方向为NE75°,为了适应裂缝性油藏特征,沿裂缝方向井距为垂直裂缝发育方向排拒的4倍(540m),排距的设计主要依据是渗透率大小。由于董志物性较白马南物性相对较差,因此排距为130m(白马南220m)。矩形井网540×80m,设计特征为:井排平行于裂缝的延伸方向,驱油方向垂直于主导裂缝方向,较好的避开裂缝方向,延缓含水上升速度。
2.储层物性对水驱效果的影响
对比我区开发的两大主力区块,储层物性各有差异,董志区:油层平均厚度13.9m,平均孔隙度9.86%,平均渗透率0.7×10-3μm2,油层原始地层压力15.8MPa;白马南:油层平均厚度12m,平均孔隙度10.3%,平均渗透率1.43×10-3μm2,油层原始地层压力16.5MPa。从白马南到董志物性变差,粒间孔所占比例逐渐变少,溶孔增高,面孔率降低,平均孔径变小。渗流难度增大。
3.裂缝系统对水驱效果的影响
董志区长8特低渗透储层由于压实作用强,脆性大,沉积过程中受地质应力、沉积微相带展布、构造部位及岩性控制等作用影响,普遍发育裂缝方位为北东方向的高角度斜裂缝。裂缝的发育,一方面为油水运动提供了良好的渗流通道,另一方面由于低渗透油藏裂缝与基质间存在较大差异,注入水沿裂缝发生水窜,加剧了平面矛盾。分析裂缝系统对董志区的开发影响主要表现为以下几个方面:
3.1裂缝为低渗透油藏提供了良好的渗流通道
董志区平均渗透率仅为0.7MD,裂缝为油水运动提供了较好的渗流通道,能较好的运用裂缝,可较好的提高油藏相对渗透率,从而获得高产。
董志区裂缝密度高:在董志区钻井412口井中,钻遇天然裂缝井2口(董82-51、董81-42),裂缝密度达到2.187条/100m,相比西峰油田其他区块均较高。
3.2裂缝对水驱方向起控制作用,加剧了平面矛盾。
由于在裂缝性油藏中微裂缝为油水渗流的主要通道,存在裂缝性渗流和基质渗流两种渗流,侧向井由于阻力大,注入水推进速度慢,见效时间慢,油井见效幅度低。如董志西25区,2006年全面投入开发,侧向井投产初期3个月,产能损失38.7%,开发两年后,侧向井平均地层压力10.6MPa,油井见效幅度低,单井产能低。
三、调整方案
1.水淹井实施高含水暂关
由于董志区的菱形反九点井网表现出油田开发过程中的见水快,产能损失严重,因此,实施高含水暂关能有效地改变水驱方向,提高水驱效率,最终实现提高采收率的目的。截止2010年9月底,董志区共对35口水淹井实施高含水暂关,有效的改变水驱效率,提高最终采收率。
2.水淹井转注
由于注水沿裂缝方向推进,导致见水区压力保持水平较高,未见水区地层能量不足,产量呈下降趋势。因此,为了实现区块压力平衡,对见效低的水淹区实施转注,促使边部油井见效。截止2010年9月底,董志区共转注12口井,从转注曲线可以卡出,转注能有效的控制区块递减,但由于董志区裂缝发育,含水也随之上升,与2008年12月相比,含水上升18%↑23.7%↑5.7%。因此,董志区不适于对水淹井大面积转注,仅对井网不完善区、压力保持水平较低、产量下降幅度较大区实施部分井组实施转注。
3.注水政策调整
对比注水强度及自然递减,高注水强度有效开启裂缝,使得含水上升速度快,产能损失严重,递减大。通过历年的注采调整,董志区注水强度1.63 m3/m.d,区块递减趋势出现明显减缓,含水上升率明显下降。2010年各项开发指标逐年变好,递减率下降,含水上升井数明显减少。目前单井产能稳定在1.29t/天.口。
五、结论
1、由于储层物性平面非均质性,各区块部分区域存在相对低渗区,驱替系统未建立,同时部分区域主向井水淹现象明显,造成储量失控,油井开井数减少,产量递减大。目前通过及时进行注采调控室保持油田稳产的基本手段。
2、董志区裂缝发育错综复杂,见水方向多一,因此对水淹井实施高含水暂关能有效改变水驱方向,也能缓解周边油井的见水速度。而转注油井能有效补充地层能量,但由于井距缩小,注水井增多,使得含水上升幅度较大。
3、高注水强度开采能有效的补充地层能量,但是见水区与未见水区的压差较大,开发矛盾突出,并且也加剧了裂缝方向油井的含水上升速度。因此小注水强度开采缓解了油田开发矛盾,且降低了含水上升速度。
参考文献
[1] 彭昱强,涂彬,魏俊之,何顺利;油气田开发井网研究综述[J];大庆石油地质与开发;2002年06期
[2] 刘子良,魏兆胜,陈文龙,马立文;裂缝性低渗透砂岩油田合理注采井网[J];石油勘探与开发;2003年04期
关键词:井网 适应性评价
一、前言
董志区是西峰油田主力开发区块之一,属特低渗裂缝岩性油藏,储量丰度低,储层平面、剖面非均质性强,相变复杂,后期成岩作用较强,使得后期油田开发管理难度加大。该区开发以来,表现的主要矛盾为区域性见水日渐突出,递减幅度大,单井产能低,因此结合这些开发矛盾,本篇重点研究董志区井网的适应性及对开发的影响,提出下步的井网部署建议。
二、井网适应性影响因素
董志区投入开发将近6年之久,目前井网的注水见效状况、见水特征、地层压力保持状况、水驱动用程度以及递减规律已明显展现,研究不同井网的开发效果以及特低渗透油藏的合理井网是当务之急,这给后期的注采调控以及扩边建产的井网调整提供有利依据。
1.井网设计
选用合理的注采井网,是实现油田高效开发及稳产的基础。对于低渗透油藏,井网是否合理主要从三方面衡量:一是能否延长无水采油期,提高开发初期采油速度;二是能否获得较高的最终采收率;三是井网调整是否具有较大的灵活性。
董志区主要是以菱形反九点及矩形井网建产,其中菱形反九点井网部署方向为NE75°,为了适应裂缝性油藏特征,沿裂缝方向井距为垂直裂缝发育方向排拒的4倍(540m),排距的设计主要依据是渗透率大小。由于董志物性较白马南物性相对较差,因此排距为130m(白马南220m)。矩形井网540×80m,设计特征为:井排平行于裂缝的延伸方向,驱油方向垂直于主导裂缝方向,较好的避开裂缝方向,延缓含水上升速度。
2.储层物性对水驱效果的影响
对比我区开发的两大主力区块,储层物性各有差异,董志区:油层平均厚度13.9m,平均孔隙度9.86%,平均渗透率0.7×10-3μm2,油层原始地层压力15.8MPa;白马南:油层平均厚度12m,平均孔隙度10.3%,平均渗透率1.43×10-3μm2,油层原始地层压力16.5MPa。从白马南到董志物性变差,粒间孔所占比例逐渐变少,溶孔增高,面孔率降低,平均孔径变小。渗流难度增大。
3.裂缝系统对水驱效果的影响
董志区长8特低渗透储层由于压实作用强,脆性大,沉积过程中受地质应力、沉积微相带展布、构造部位及岩性控制等作用影响,普遍发育裂缝方位为北东方向的高角度斜裂缝。裂缝的发育,一方面为油水运动提供了良好的渗流通道,另一方面由于低渗透油藏裂缝与基质间存在较大差异,注入水沿裂缝发生水窜,加剧了平面矛盾。分析裂缝系统对董志区的开发影响主要表现为以下几个方面:
3.1裂缝为低渗透油藏提供了良好的渗流通道
董志区平均渗透率仅为0.7MD,裂缝为油水运动提供了较好的渗流通道,能较好的运用裂缝,可较好的提高油藏相对渗透率,从而获得高产。
董志区裂缝密度高:在董志区钻井412口井中,钻遇天然裂缝井2口(董82-51、董81-42),裂缝密度达到2.187条/100m,相比西峰油田其他区块均较高。
3.2裂缝对水驱方向起控制作用,加剧了平面矛盾。
由于在裂缝性油藏中微裂缝为油水渗流的主要通道,存在裂缝性渗流和基质渗流两种渗流,侧向井由于阻力大,注入水推进速度慢,见效时间慢,油井见效幅度低。如董志西25区,2006年全面投入开发,侧向井投产初期3个月,产能损失38.7%,开发两年后,侧向井平均地层压力10.6MPa,油井见效幅度低,单井产能低。
三、调整方案
1.水淹井实施高含水暂关
由于董志区的菱形反九点井网表现出油田开发过程中的见水快,产能损失严重,因此,实施高含水暂关能有效地改变水驱方向,提高水驱效率,最终实现提高采收率的目的。截止2010年9月底,董志区共对35口水淹井实施高含水暂关,有效的改变水驱效率,提高最终采收率。
2.水淹井转注
由于注水沿裂缝方向推进,导致见水区压力保持水平较高,未见水区地层能量不足,产量呈下降趋势。因此,为了实现区块压力平衡,对见效低的水淹区实施转注,促使边部油井见效。截止2010年9月底,董志区共转注12口井,从转注曲线可以卡出,转注能有效的控制区块递减,但由于董志区裂缝发育,含水也随之上升,与2008年12月相比,含水上升18%↑23.7%↑5.7%。因此,董志区不适于对水淹井大面积转注,仅对井网不完善区、压力保持水平较低、产量下降幅度较大区实施部分井组实施转注。
3.注水政策调整
对比注水强度及自然递减,高注水强度有效开启裂缝,使得含水上升速度快,产能损失严重,递减大。通过历年的注采调整,董志区注水强度1.63 m3/m.d,区块递减趋势出现明显减缓,含水上升率明显下降。2010年各项开发指标逐年变好,递减率下降,含水上升井数明显减少。目前单井产能稳定在1.29t/天.口。
五、结论
1、由于储层物性平面非均质性,各区块部分区域存在相对低渗区,驱替系统未建立,同时部分区域主向井水淹现象明显,造成储量失控,油井开井数减少,产量递减大。目前通过及时进行注采调控室保持油田稳产的基本手段。
2、董志区裂缝发育错综复杂,见水方向多一,因此对水淹井实施高含水暂关能有效改变水驱方向,也能缓解周边油井的见水速度。而转注油井能有效补充地层能量,但由于井距缩小,注水井增多,使得含水上升幅度较大。
3、高注水强度开采能有效的补充地层能量,但是见水区与未见水区的压差较大,开发矛盾突出,并且也加剧了裂缝方向油井的含水上升速度。因此小注水强度开采缓解了油田开发矛盾,且降低了含水上升速度。
参考文献
[1] 彭昱强,涂彬,魏俊之,何顺利;油气田开发井网研究综述[J];大庆石油地质与开发;2002年06期
[2] 刘子良,魏兆胜,陈文龙,马立文;裂缝性低渗透砂岩油田合理注采井网[J];石油勘探与开发;2003年04期